La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles

octubre-diciembre-09
Divulgación
La generación
eléctrica a partir de
combustibles fósiles
José Miguel González Santaló
Introducción
L
a generación de electricidad a partir de combustibles fósiles ha sido el proceso de generación más
importante del siglo XX y se anticipa que seguirá
siendo dominante durante la mayor parte del siglo XXI.
En la actualidad (datos del 2006) el 80% del consumo
energético del mundo proviene de los combustibles
fósiles (World Energy Outlook 2008). En el caso de la
electricidad, el 60% se genera a partir de éstos (World
Energy Outlook 2008), el 16% con energía nuclear y
otro tanto con energía hidráulica. En México, el porcentaje de energía eléctrica generada a partir de combustibles fósiles es del 80% (SENER).
El uso de combustibles fósiles está siendo cuestionado, fundamentalmente por la producción de dióxido
de carbono (CO2) que se emite a la atmósfera, el cual
contribuye a la acumulación de gases de efecto inver-
Esta situación en la que, por un lado, los combustibles fósiles junto con la
energía nuclear representan la opción económica más viable en la actualidad, para satisfacer la demanda energética, y por el otro, la preocupación existente no sólo válida, sino francamente urgente de las emisiones
de gases de efecto invernadero, ha impulsado el desarrollo y demostración
de las tecnologías de separación y confinamiento geológico de CO2 (CCS,
por sus siglas en inglés) que buscan, para el periodo comprendido entre
el momento actual y el momento en el que las energías renovables sean la
solución mayoritaria, servir de puente tecnológico que permita el uso de
los combustibles fósiles, sin incidir sobre el cambio climático.
nadero (GEI), que es uno de los impulsores del cambio
climático. Sin embargo, también está claro que los
combustibles fósiles junto con la energía nuclear, representan hoy en día las tecnologías capaces de cubrir
significativamente la satisfacción de la demanda energética mundial. La Agencia Internacional de Energía
(AIE) (World Energy Outlook 2008) prevé que para el
año 2030, el porcentaje de electricidad generado con
combustibles fósiles sea del 66%, mostrando que no
sólo no disminuye el uso de esta fuente primaria, sino
que aumenta ligeramente en este periodo de tiempo.
En cambio, la energía nuclear está entrampada en una
discusión polémica y política y, aunque en algunos
países se continúa utilizando e incluso crece su participación, en la mayoría de los países desarrollados no
se han instalado nuevas centrales y en algunos de ellos
se está esperando llegar al final de su vida útil para
desmantelarlas.
El desarrollo y demostración de las tecnologías
de separación y confinamiento geológico de
CO2 (CCS, por sus siglas en inglés) busca servir
de puente tecnológico que permita el uso de los
combustibles fósiles, sin incidir sobre el cambio
climático.
143
Boletín IIE
Divulgación
Disponibilidad mundial y uso de los combustibles fósiles
La tabla 1 muestra las reservas de distintos combustibles fósiles en el mundo y la relación entre
el consumo anual y las reservas (SENER). Es evidente que el combustible más abundante es
el carbón, para el cual hay una relación reservas/consumo de 133 años y en el caso del gas
natural y el petróleo, esta relación es menor, 60 y 40 años respectivamente, pero significativa.
Tabla 1. Reservas de combustibles.
Reservas
Mundo
Producción
R/P
Reservas
México
Producción
R/P
Carbón
847,488.00
Millones ton
6,396.00
Millones ton/a
133.00
años
1,211.00
Millones ton
12.00
Millones ton/a
99.00
años
Gas natural
6,263,000.00
Millones pc
103,660.00
Millones pc/a
60.42
años
89.00
Millones pc
1.41
Millones pc/a
63.07
años
Petróleo
1,208,200.00
Millones bls
29,832.10
Millones bls/a
40.50
años
11,000.00
Millones bls
1,145.83
Millones bls/a
9.60
años
El uso de combustóleo para generación eléctrica se ha
ido reduciendo en el mundo, en la medida en que los
precios de los petrolíferos aumentan y las refinerías se
reconfiguran para extraer todos los ligeros posibles del
crudo, dejando como residuos el coque de petróleo. En
cambio, el carbón y el gas natural aumentan su participación porcentual en la generación. En la figura 1 se
observa el consumo actual de combustibles para la
generación eléctrica en el mundo y el proyectado para
el 2015.
Figura 1. Uso de combustibles para la generación eléctrica.
México es uno de los pocos países en los que todavía
se utiliza combustóleo para generar electricidad, de
hecho, hasta fines del siglo XX, casi toda la generación termoeléctrica se hacía con este combustible. Sin
embargo, las ventajas tecnológicas y económicas de los
ciclos combinados y los bajos precios del gas natural a
principios de este siglo, hicieron que éste rebasara al
combustóleo como fuente primaria para la electricidad
en 2004 (SENER ), tal como se muestra en la figura 2.
Figura 2. Evolución del consumo de combustóleo y de gas natural en México en kilocalorías *10^10.
144
octubre-diciembre-09
Divulgación
En 2007, en números redondos, la generación con gas fue de 80,000 GW-hr, mientras que la
generación con combustóleo fue de 50,000 GW-hr (SENER ). Esta tendencia preponderante del
gas natural se acentuó en 2008, ya que dados los precios de los petrolíferos las centrales de
combustóleo se utilizaron para satisfacer los picos.
Esto representa un cambio radical en el sector eléctrico, pues de ser un sector que utilizaba
casi el 100% de insumos nacionales como fuentes primarias, pasa a ser un sector importador
de carbón y gas natural, con el consecuente impacto en la economía del país y en las necesidades de planeación del sector.
Tecnologías para la generación eléctrica a partir de
combustibles fósiles
Las tecnologías de generación a partir de combustibles fósiles se pueden agrupar en dos grandes conjuntos, en función del equipo
principal de la central:
Tecnologías de generación
• Centrales basadas en turbinas de gas
– Centrales de Ciclo Combinado (G,D)
– Centrales con turbinas a ciclo abierto (G,D)
– Centrales de gasificación integrada a Ciclo
Combinado (C–S)
• Centrales basadas en generación de vapor
– Ciclo Rankine Regenerativo subcrítico (G, C, S)
– Ciclo Rankine Regenerativo supercrítico (G, C, S)
– Ciclo Rankine Regenerativo ultra supercrítico (G, C, S)
– Lecho fluidizado circulante atmosférico (S)
– Lecho fluidizado circulante presurizado (S)
Tecnologías complementarias
Además de las tecnologías de generación, también es
necesario considerar las tecnologías complementarias
para reducir las emisiones de CO2.
• Tecnologías complementarias CCS
Por el método de separación del CO2
– Pre combustión
– Post combustión
– Oxicombustión
Por el tipo de confinamiento geológico
– Yacimientos de crudo y gas
– Yacimientos profundos de carbón
– Formaciones y acuíferos salinos
En la tabla 2 se presenta un resumen de las características de cada tecnología primaria de
generación. Las tecnologías de generación son ampliamente conocidas, por lo que se omitirá
su descripción detallada, el lector interesado puede consultarlas en la página web de la
Academia de Ingeniería de México (www.ai.org.mx), donde se hace una exposición completa
de ellas.
En el presente artículo solamente se comenta la más reciente, que es la gasificación integrada
a ciclo combinado, ya que la atención se centra en las tecnologías complementarias, pues éstas
son recientes y no siempre conocidas en el medio. Sin embargo, a medida que aumentan
las presiones debidas al cambio climático, estas tecnologías tendrán que estar íntimamente
asociadas a las tecnologías fundamentales de generación.
Gasificación integrada a ciclo combinado (IGCC, por sus siglas
en inglés)
Esta tecnología se basa en un ciclo combinado como el
que ya se describió, con la particularidad de que el gas
que alimenta a la turbina proviene de un proceso de
gasificación de combustibles sólidos o líquidos, como
el carbón o coque de petróleo. Además, un atractivo
de esta tecnología es la posibilidad de utilizar diversos
combustibles, incluyendo residuos sólidos. La figura 3
muestra un diagrama del proceso típico de una IGCC.
El proceso de gasificación es una combustión parcial,
generalmente con oxígeno puro, en presencia de
vapor, que alimentándose con carbón arroja como
producto una mezcla de CO2, CO, H2 y SO2. Este proceso,
mostrado en la figura 4, se lleva a cabo en el gasificador. Los gases producidos pasan por un sistema de
limpieza para retener el SO2 y el gas resultante es lo que
se conoce como “gas de síntesis”, éste a su vez alimenta
a una turbina de gas y los gases de escape de dicha
turbina van a un recuperador de calor, en donde se
genera vapor que se utiliza en una turbina de vapor.
145
Boletín IIE
Divulgación
Tabla 2. Comparación entre las tecnologías de generación termoeléctrica.
Tecnología
Combustible
Eficiencia
Costo
USD/kW
Plazo de
construcción
Aplicaciones
Ciclo Combinado (CC)
Gas / Diesel
50 – 60 %
800
2
Carga base cuando se tiene gas natural disponible. Su despacho depende de los precios del
gas en relación a los del carbón.
Turbina de gas en
ciclo abierto
Gas / Diesel
35 – 45 %
500
1
Carga pico.
Gasificación integrada
a CC
Sólidos
40 – 44 %
2,000
5
Combustibles sólidos con alto contenido de
azufre. Es la tecnología que con menor costo
adicional puede hacer separación de CO2.
Ciclo Rankine
subcrítico
Combustóleo/
Carbón
4
Central dominante en el siglo XX. Ahora está
siendo desplazada, ya que para nuevas centrales
se prefieren las tecnologías supercríticas que
son más eficientes.
Ciclo Rankine supercrítico –
Carbón pulverizado
Combustóleo/
Carbón
39 – 42 %
1,486
4
Centrales para las mismas aplicaciones que las
anteriores, pero con mayores eficiencias. Los
tamaños de las unidades son también mayores:
700 MW vs. 350 MW.
Ciclo Rankine ultra
supercrítico – Carbón
pulverizado
Combustóleo/
Carbón
42 – 47 %
1,550
4
Centrales de mayor eficiencia que las anteriores,
pero están todavía en el proceso de obtener la
confianza de las empresas.
Lecho fluidizado
circulante
atmosférico
Carbón
39 – 41 %
1,700
4
Tecnología particularmente atractiva para el uso
de combustibles de alto azufre y altas cenizas.
Utiliza piedra caliza para retener el azufre.
Lecho fluidizado
presurizado
Carbón
42 – 44 %
2,200
4
Es una variante de la anterior, pero representa
un arreglo complejo y no ha tenido buena
penetración en el mercado.
35 – 38 %
1,300
Figura 3. Diagrama del proceso de una central IGCC.
146
octubre-diciembre-09
Divulgación
Figura 4. IGCC con captura de CO2.
Los costos de inversión son “overnight”, es decir, no
incluyen los intereses durante la construcción. Adicionalmente hay que considerar que durante el último
año ha habido cambios importantes en los precios de
los materiales, por lo que estos costos por kW instalado
hay que tomarlos como índices comparativos.
La razón por la cual su eficiencia es considerablemente más baja que la del
ciclo combinado, es por la cantidad de energía requerida para producir el
oxígeno necesario en la gasificación, la cual se realiza en la unidad de separación de aire mostrada en el diagrama. Un atractivo fuerte de esta tecnología es que, mediante la adición de un reactor extra, el gas de síntesis se
puede tratar para convertirlo en una mezcla solamente de CO2 y H2, con lo
cual la separación del CO2 se hace sencilla y se puede evitar su emisión a la
atmósfera.
Tecnologías complementarias para reducir las emisiones de CO2
El uso de combustibles fósiles para satisfacer las necesidades energéticas se prevé que continúe de manera
dominante durante al menos la primera mitad de
este siglo, aunque es necesario tomar medidas que
reduzcan las emisiones de CO2 a la atmósfera, debido a
su impacto sobre el cambio climático.
Por ello se han desarrollado tecnologías complementarias para cumplir esta función, las cuales consisten en
separar el CO2 de los gases de combustión, de manera
que se pueda confinar geológicamente. Estas son las
tecnologías de secuestro y captura de CO2 (CCS, por
sus siglas en inglés).
Las CCS forzosamente se llevan a cabo en dos etapas
independientes. La primera consiste en la separación
del CO2 para tener un gas esencialmente puro que se
pueda comprimir y confinar, esto es lo que se conoce
como captura. La segunda etapa es la compresión del
gas hasta condiciones supercríticas (la presión crítica
del CO2 es de 73 atmósferas (Perry, Chilton)) para transportarlo por ducto hasta los sitios de confinamiento
geológico y el confinamiento mismo, esta etapa es la
que se denomina secuestro, o confinamiento geológico del CO2.
En algunas ocasiones, el proceso de las CCS puede
generar algunos ingresos, como cuando se utiliza el
CO2 para la recuperación mejorada de hidrocarburos.
Sin embargo, aun en estos casos, representa un costo
adicional a la generación eléctrica, el cual se espera que
con las tecnologías ya maduras se limite a no más del
25%.
147
Boletín IIE
Divulgación
Tecnologías de captura de CO2
En la actualidad existen tres tecnologías que se han desarrollado y que están en una etapa de mejoramiento orientado, esencialmente, a reducir sus costos. Estas tecnologías se describen a continuación:
Pre-combustión
Post-combustión
En esta tecnología la separación del CO2 se hace antes
de la combustión (de ahí su nombre) y consiste esencialmente en la gasificación integrada a ciclo combinado, como la ya descrita, incluyendo, después del
gasificador, un reactor adicional que transforma la
corriente de gas de síntesis, formada por H2, CO y CO2,
en una corriente de H2 y CO2 exclusivamente, tal como
se muestra en la figura 4. Luego el CO2 se separa con
un sistema que puede ser de membrana o un sistema
de absorción con aminas, como el que se describe más
adelante en la tecnología “post-combustión”, entonces
el hidrógeno se utiliza como combustible en la turbina
de gas y el producto de la combustión es vapor de
agua.
Esta tecnología es una adición a las centrales convencionales, consiste en
colocar en la salida de los gases de combustión un “lavador” de gases que
absorba el CO2, separándolo de los demás y liberándolo más adelante para
que se pueda confinar.
Los puntos que todavía requieren desarrollo son las
turbinas de gas capaces de manejar hidrógeno como
combustible, empresas como General Electric (GE) y
Siemmens ya están trabajando en este tipo de turbinas.
Esta tecnología es la que representa un costo incremental menor sobre la central base, el IGCC, y este
costo se debe al reactor adicional para modificar la
corriente de gas de síntesis.
La investigación y desarrollo en este proceso se centra en la creación de
absorbentes baratos que requieran menor energía para liberar el CO2.
En estos equipos es necesario instalar sistemas de desulfuración de los
gases de combustión, ya que la presencia de azufre deteriora las aminas
haciendo el proceso incosteable.
Figura 5. Diagrama de un sistema de post-combustión (se
omite la turbina para simplicidad del diagrama).
Figura 6. Sistema de oxicombustión.
El lavador de gases es un proceso de absorción con aminas, después éstas
se regeneran utilizando calor en el “stripper” para que se libere el CO2, como
se muestra en la figura 5.
Como inversión, el costo adicional de esta tecnología lo representan la
torre de absorción (“lavador”) y el sistema de regeneración de aminas.
Como costos de operación está la energía que se requiere para regenerar
las aminas y reponer las que se pierden en el proceso. El impacto en la
eficiencia de una central es del orden de 9 a 11 puntos porcentuales.
Cabe señalar que una ventaja de esta tecnología es que se puede aplicar
como “retrofit” a plantas que se hayan construido previendo los espacios
requeridos para alojar los equipos.
Oxicombustión
Esta tecnología consiste en hacer la combustión con oxígeno puro en lugar
de aire, por lo que los gases de combustión serán esencialmente CO2 y
vapor de agua, más compuestos de azufre y nitrógeno.
La combustión con oxígeno puro, si se utilizaran mezclas estequiométricas,
generaría temperaturas de flama muy altas, que serían excesivas para los
equipos de generación de vapor. Esto se atiende incluyendo un sistema de
recirculación de gases, con lo que se abate la temperatura de la flama, tal
148
como se muestra en la figura 6. El proceso está todavía
en desarrollo, pues al hacer combustión con oxígeno y
recirculación de gases, los gases en el hogar son predominantemente de CO2 y tienen propiedades de radiación muy distintas a los gases de combustión típicos,
por lo que no es posible aplicar las correlaciones
normales de diseño de generadores de vapor.
octubre-diciembre-09
Divulgación
Sin embargo, el costo adicional para esta tecnología lo representa la planta de separación de
oxígeno, la cual puede consumir una fracción importante de la energía generada.
La tecnología es conceptualmente simple y se espera abatir costos con procesos más económicos de separación de oxígeno. Asimismo, dicha tecnología se puede aplicar a otros procesos
como el de los hornos cementeros, por lo que hay gran interés en ésta.
Tecnologías de secuestro o confinamiento geológico
Hay del orden de cinco a seis tecnologías para el confinamiento geológico o confinamiento del CO2, de las
cuales solamente tres, en la actualidad, se consideran
ya desarrolladas y en una etapa avanzada de demostración, en los párrafos siguientes se comentan con
más detalle. Las otras dos tecnologías son la absorción de CO2 en procesos de reforestación, fijando el
carbono en las nuevas plantas, y la inyección de CO2 a
profundidades del orden de 3 mil metros en el fondo
del mar. Esta última tecnología no ha logrado aceptación generalizada por la incertidumbre sobre lo que
pueda ocurrir en el fondo del mar con la presencia
de CO2, que en esas condiciones es más denso que el
agua. Además, con las estimaciones de potencial de
almacenamiento de las otras tecnologías, el almacenamiento en el fondo del mar podría resultar innecesario.
Las tecnologías de confinamiento geológico se ilustran
de manera esquemática en la figura 7 (National Energy
Technology Laboratory).
Figura 7. Esquemas de confinamiento geológico de CO2.
Para dar una idea de la capacidad de confinamiento de CO2 en formaciones
geológicas, se presenta en la tabla 3 las estimaciones hechas en los EE.UU.,
donde se muestra que la capacidad total de almacenamiento es entre
1,157 y 3,643 gigatoneladas de CO2 (Atlas de CO2 para América del Norte),
sin embargo, las emisiones derivadas del uso de combustibles fósiles en
2005 fueron estimadas en 26 gigatoneladas por año. No obstante, hay que
tomar estas cifras con precaución, ya que se trata de capacidades teóricas
máximas, a partir de las que habría que determinar las capacidades técnicamente viables.
Tabla 3. Capacidades de almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas.
Tipo de confinamiento Capacidad mínima
Capacidad máxima
Yacimientos HC’s
82.4
82.4
Yacimientos carbón
156.1
183
Acuíferos salinos
TOTAL
919
3378
1157.5
3,643.4
Unidades
Gigatoneladas CO2
149
Boletín IIE
Divulgación
Confinamiento en yacimientos de hidrocarburos con o sin recuperación mejorada
Los yacimientos de hidrocarburos contuvieron crudo
y gas a altas presiones durante millones de años,
por lo que se consideran ideales para confinar el CO2
con la certeza de que no se tendrán fugas a la atmósfera. Desde luego es necesario verificar que durante la
explotación de los yacimientos no se hayan alterado las
estructuras geológicas y que se mantenga todavía su
estanqueidad.
La tecnología de EOR (Enhanced Oil Recovery) se aplica en la industria
petrolera desde los años setenta. En el estado de Texas el CO2 que se utilizaba provenía de yacimientos naturales de este compuesto, que se explotaban de la misma manera que se explotan los yacimientos de gas natural.
Actualmente uno de los proyectos más conocidos es el de Weyburn,
Canadá, el cual recibe por ducto CO2 proveniente de una central IGCC,
ubicada en el estado de Dakota del Norte, EE.UU. En estos casos los costos
del confinamiento de CO2 se ven total o parcialmente compensados por el
precio obtenido del CO2.
Confinamiento en acuíferos salinos
Los acuíferos que se encuentran a más de mil metros de profundidad y que
saturan medios porosos, tienen contenidos de sales demasiado elevados
para el consumo humano. Estas formaciones son ideales, por su gran
volumen, para el confinamiento de CO2, el cual va quedando atrapado en
los poros del medio, y aunque desplaza al agua, su impacto es mínimo en
comparación con los acuíferos. Se trata de la opción de confinamiento
con mayor capacidad como se puede observar en las cifras dadas por los
EE.UU. (tabla 3), y por consiguiente con un gran atractivo. Sin embargo, en
esta tecnología no hay ningún ingreso que no sea por medio de bonos de
carbono o impuestos evitados por emisión de CO2.
La instalación más conocida que hace confinamiento con esta tecnología
es la de Sleipner (Kaarstad, 2004), que es una plataforma marina sueca de
explotación de gas natural. El CO2 que se extrae con el gas natural se separa
utilizando un sistema de aminas y se inyecta a un acuífero que está a mil
metros por debajo del nivel del fondo del mar y del mismo yacimiento de
gas natural. Desde 1996 esta instalación ha estado inyectando del orden
de un millón de toneladas de CO2 por año, y ha sido un sitio ideal para estudiar los efectos de la inyección sobre los acuíferos.
Confinamiento en yacimientos
profundos de carbón
Esta es la tecnología menos probada y esencialmente
consiste en inyectar el CO2 a yacimientos de carbón
que están demasiado profundos para ser explotados.
Estos yacimientos normalmente están saturados con
metano. Sin embargo, el CO2 tiene mayor afinidad con
el carbón que con el metano, por lo que al inyectarse
desplaza a este último y queda adsorbido en el carbón.
Con este proceso se tiene la ventaja de una recuperación de gas natural al inyectar el CO2. No obstante, es
la menos probada de las tecnologías de confinamiento.
Perspectivas en México de la generación térmica
A futuro se empieza a incrementar el uso del carbón y
de la energía eólica, pero se mantiene la interrogante
del uso de la energía nuclear que, en opinión del autor,
depende en gran medida de las decisiones que se
tomen en los EE.UU.
Para horizontes de más de diez años no existen proyecciones oficiales, pero en la figura 8 se presenta una
proyección al año 2050 hecha por el autor (González,
2007). En estas proyecciones se considera un crecimiento que llevaría a México en el 2050 a los niveles
de consumo de energía eléctrica actuales de Europa,
también se hacen hipótesis sobre la participación de la
energía nuclear y el carbón, a las que se les da un papel
importante a partir del 2030 (40% del crecimiento en
no renovables para cada una de las fuentes, dejando
el otro 20% para el gas). Estas proyecciones se pueden
quedar cortas si en ese lapso se introduce de forma
masiva el uso de vehículos eléctricos o “plug-in hybrids”,
150
Figura 8. Estimación de la capacidad instalada en México al 2050.
octubre-diciembre-09
Divulgación
lo cual es altamente probable dada la contribución del
sector transporte a las emisiones de CO2. Cabe destacar
que en México esta contribución es de más del 50%
(Flores et al). Se presenta también, en la figura 9, la
estimación de emisiones de CO2 que se tendrían si no
se aplicara ningún mecanismo de CCS. La línea roja en
dicha figura muestra una meta de emisiones que se
podría lograr con la implantación de tecnologías de
CCS a partir del periodo 2015-2020.
Figura 9. Emisiones de CO2 en México al 2050 con y sin CCS.
Considerando las emisiones de CO2, México, al igual
que el resto del mundo, seguramente estará implantando esta tecnología a nivel comercial en el periodo
del 2015 al 2020, aunque mucho dependerá de los
acuerdos internacionales que se plasmen y de los
apoyos que haya para estos fines de los países desarrollados a los países en desarrollo.
Actualmente se está iniciando el desarrollo de una estrategia para el manejo de CO2 en el
sector energético, que inicia con el desarrollo de un ATLAS de CO2 para América del Norte, el
cual México está desarrollando de manera conjunta con EE.UU. y Canadá dentro del marco del
acuerdo de colaboración en energía de América del Norte (NAEWG), razón por la que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha iniciado el desarrollo de un programa estratégico para
este mismo propósito.
Referencias
Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook 2008, pp. 78, Agencia Internacional de Energía.
Carbon sequestration for the US and Canada, National Energy
Technology Laboratory.
World Energy Outlook 2008, pp. 143Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017,
SENER, pp. 109
Atlas de CO2 para América del Norte
Agencia Internacional de Energía, World Energy Outlook 2008, pp. 143
Prospectiva del Petróleo 2008-2017, SENER
Gráfica de elaboración propia con datos de la Prospectiva del Sector Eléctrico 2006–
2015, SENER
O. Kaarstad, The Sleipner Project, IEA Asia Pacific Conference
on Zero Emission Technologies, Gold Coast, Queensland,
Australia, 2004. (www.iea.org/textbase/work/2004/conference/presentations/kaarstad.pdf )
R. Flores, R. Muñoz-Ledo y D. Villalba, Inventario de emisiones
en 2005 de gases con efecto invernadero por el sector energético
mexicano, Aceptado para publicación en la revista Ingeniería,
Investigación y Tecnología, UNAM.
JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ [[email protected]]
Ingeniero Mecánico Electricista de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en 1968. Obtuvo los grados
de Maestro y Doctor en Ingeniería Mecánica en el Instituto Tecnológico
de Massachusetts (MIT) en 1969 y 1972 respectivamente. Inició su carrera
profesional como Ingeniero de Desarrollo en General Electric (GE) en el
área de reactores nucleares y regreso a México en 1975 para incorporarse
a la fundación de la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), Unidad
Azcapotzalco, donde fue Director de Ciencias Básicas e Ingeniería de 1975
a 1979. Su primer acercamiento con el IIE fue en 1980, cuando dirigió el
desarrollo del primer simulador de centrales generadoras, fundando el
Departamento de Simulación. En 1997 se reincorporó al IIE como Director
de la División de Sistemas Mecánicos, cargo que actualmente ocupa. En el
periodo de 15 años entre sus dos estancias en el IIE fue socio Director de
una empresa consultora dedicada a hacer proyectos en energía y medio
ambiente.
151